Западная Сибирь

Западная Сибирь

Западная Сибирь является основным регионом добычи углеводородов Компании. В 2020 году добыча углеводородов по региону составила 161 млн т н. э., обеспечив 63 % добычи в Компании. Добыча жидких углеводородов за 2020 год превысила 125 млн т. Основные добывающие общества в Западной Сибири: ООО «РН-Юганскнефтегаз» (27 % от общей добычи углеводородов в ПАО «НК «Роснефть»), АО «Самотлорнефтегаз» (9 % от общей добычи) и ООО «РН-Уватнефтегаз» (4 % от общей добычи).

Для повышения эффективности извлечения запасов месторождений Западной Сибири в Компании проводятся мониторинг и оптимизация существующих систем разработки за счет перехода с традиционных наклонно направленных скважин на ГС с МГРП. Данная технология существенно повышает продуктивность скважин, охват запасов разработкой, а также позволяет сократить фонд скважин и повысить экономическую эффективность проектов. ГС с МГРП активно применяются во всех зрелых предприятиях Компании в Западной Сибири.

Активно развиваются новые проекты в Западной Сибири, наиболее крупные из которых – Эргинский кластер месторождений и Русское месторождение.

Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа, объем которого за 2020 год составил 44 млрд куб. м.

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ООО «РН-Юганскнефтегаз» является крупнейшим активом Компании. Основная часть доказанных запасов (80 %) сосредоточена на Приобском, Приразломном, Мамонтовском и Малобалыкском месторождениях.

В условиях ограничения добычи в рамках нового Соглашения ОПЕК+ годовой уровень производства углеводородов ООО «РН-Юганскнефтегаз» составил 69 млн т н. э., из них 65 млн т жидких углеводородов. Обеспечение стабильной добычи ООО «РН-Юганскнефтегаз» реализуется как за счет бурения новых скважин, проведения геолого-технических мероприятий на дополнительную добычу, так и за счет удержания базовой добычи и мероприятий на восстановление базовой добычи.

В августе 2020 года в ООО «РН-Юганскнефтегаз» достигнут очередной рекорд по коммерческой скорости бурения ГС двухколонной конструкции: 15,7 тыс. м на станок в месяц.

По сравнению с 2015 годом коммерческая скорость бурения возросла на 47 %.

В октябре 2020 года предприятие установило новый отраслевой рекорд суточной проходки – 27 542 м. Этот показатель на 414 м/сут выше предыдущего рекорда июля 2017 года. Новый рубеж пройден меньшим количеством буровых станков, при этом эффективность работ возросла более чем на 6 %. На предприятии ведется планомерная деятельность по минимизации непроизводительного времени работы. Круглосуточный мониторинг и контроль процесса строительства каждой скважины исключают неплановые простои и обеспечивает высокий уровень безопасности проведения работ.

Запускной дебит новых скважин из бурения в добычу составил 89,6 т/сут (+18,8 % к 2019 году), а средний дебит вырос на 25,5 % к уровню 2019 года, достигнув 48,9 т/сут.

В октябре 2020 года ООО «РН-Юганскнефтегаз» добился рекордных показателей, проведя 600 операций ГРП в месяц. Ежегодно общество выполняет порядка 5 тыс. операций ГРП. Для увеличения площади охвата продуктивных пластов применяется МГРП (до 20 стадий), в том числе в интервале горизонтальных участков скважин. Благодаря применению технологии ГРП в эффективную разработку вводятся запасы сверхнизкопроницаемых коллекторов. Полный цикл проектирования операций проводится в первом отечественном симуляторе гидроразрыва пласта «РН-ГРИД». Внедрение собственного симулятора для проектирования операций ГРП обеспечило полную технологическую независимость «Роснефти» от зарубежных программных пакетов в области инженерных расчетов для гидроразрыва пласта.

Эффективность геолого-технических мероприятий на восстановленную добычу выросла на 20 % – с 1,23 тыс. т до 1,48 тыс. т на скважину, в основном за счет мероприятий по оптимизации добычи и очистки призабойной зоны пласта.

В соответствии с Федеральным законом от 15 октября 2020 года № 340-ФЗ о введении стимулирующих мер в отношении Приобского лицензионного участка 28 января 2021 года Компанией было заключено инвестиционное соглашение о стимулировании добычи нефти на Приобском лицензионном участке с Министерством финансов Российской Федерации (Минфином России) и Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации (Минприроды России). Предоставление налогового вычета по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в отношении Приобского лицензионного участка в общем размере 460 млрд руб. с 1 января 2021 года будет являться источником дополнительных инвестиций в развитие нефтедобычи на участке и позволит обеспечить дополнительную добычу в размере более 70 млн т за 2021–2030 годы.

РН-Юганскнефтегаз
69 млн т н. э. –
добыча в 2020 году
Предоставление налогового вычета в отношении Приобского лицензионного участка позволит обеспечить дополнительную добычу в 2021–2030 годах в размере
> 70 млн т
Success

АО «Самотлорнефтегаз»

Основная часть доказанных запасов АО «Самотлорнефтегаз» (более 98 %) сосредоточена на Самотлорском месторождении, одном из крупнейших в мире. Промышленная добыча на Самотлорском месторождении ведется с 1969 года. Пиковая добыча нефти на месторождении превышала 150 млн т в год в 1980-е годы.

В 2020 году добыча углеводородов составила 23 млн т н. э., при этом добыча жидких углеводородов превысила 18 млн т.

Благодаря принятым мерам государственной поддержки добычи на Самотлорском месторождении Компания продолжает работу по бурению новых скважин и проведению геолого-технических мероприятий на данном месторождении. Дополнительная добыча нефти и газового конденсата АО «Самотлорнефтегаз» за счет бурения новых скважин выросла до 1,2 млн т (+5,5 % к 2019 году), при этом количество скважин, введенных из бурения, достигло 406 штук. Удельная добыча от геолого-технических мероприятий (без учета бурения) выросла до 0,67 тыс. т на скважину (+7,1 % к 2019 году) в основном за счет увеличения эффективности мероприятий по переходу и приобщению других пластов.

Самотлорнефтегаз
23 млн т н. э. –
добыча в 2020 году

ООО «РН-Уватнефтегаз»

Основная часть доказанных запасов ООО «РН-Уватнефтегаз» (около 70 %) сосредоточена на Усть-Тегусском, Западно-Эпасском, Урненском, Северо-Тямкинском, Северо-Тамаргинском и Протозановском месторождениях, которые разрабатываются в составе Восточного центра освоения.

В 2020 году добыча углеводородов ООО «РН-Уватнефтегаз» составила 9,4 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов – 9,2 млн т. Ввод новых скважин из бурения в добычу увеличился до 83 скважин (+5 % к 2019 году), обеспечив 1,04 млн т дополнительной добычи (+48 тыс. т к 2019 году). Количество скважин, запущенных в добычу после зарезки боковых стволов, выросло в 2,6 раза, а дополнительная добыча увеличилась в 3,5 раза к 2019 году – до 4 240 т на скважину.

ООО «РН-Уватнефтегаз» внедряет новые технологии, направленные на увеличение добычи, обеспечение экономически рентабельного доступа к запасам, а также на сокращение удельных затрат. В направлении снижения эксплуатационных затрат в 2020 году были проведены успешные испытания технологии ГРП на нагнетательных скважинах с использованием кварцевого песка по системе HiWAY Salik, позволяющей снижать стоимость ГРП на 5–10 % за счет экономии на стоимости проппанта, логистики и на использовании химреагентов (в среднем на одну нагнетательную скважину экономия составляет 0,5 млн руб. без НДС). Также сокращается время проведения ГРП (сокращение времени затарки воды и проппанта). При этом приемистость скважин с технологией HiWAY Salik сохраняется на уровне скважин со стандартными ГРП.

РН-Уватнефтегаз
> 9 млн т н. э. –
добыча в 2020 году

АО «РН-Няганьнефтегаз»

Основная часть доказанных запасов АО «РН-Няганьнефтегаз» (более 99 %) сосредоточена на Красноленинском месторождении, участки Каменный (западная часть), Ем-Еговский, Пальяновский.

Добыча углеводородов АО «РН-Няганьнефтегаз» в 2020 году превысила 7 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов – 5,9 млн т. Рост среднего дебита действующего фонда составил 13 % относительно 2019 года и достиг 6,7 т/сут на скважину. В 2020 году на месторождениях АО «РН-Няганьнефтегаз» было проведено 207 геолого-технических мероприятий (без учета бурения), удельная дополнительная добыча от мероприятий выросла на 2 % и достигла 0,7 тыс. т на скважину.

РН-Няганьнефтегаз
> 7 млн т н. э. –
добыча в 2020 году

ООО «РН-Пурнефтегаз»

Основная часть доказанных запасов ООО «РН-Пурнефтегаз» (более 90 %) сосредоточена на Тарасовском и Комсомольском месторождениях.

В 2020 году добыча углеводородов ООО «РН-Пурнефтегаз» превысила 6 млн т н. э., в том числе добыча жидких углеводородов составила более 3 млн т.

Бурение новых скважин в добычу увеличилась до 54 скважин (+42 % к 2019 году), а дополнительная добыча достигла 165 тыс. т (+60 % к 2019 году). Доля ГС с МГРП увеличилась с 53 % в 2019 году до 66 % в 2020 году. 

Эффективность геолого-технических мероприятий без учета бурения увеличилась на 60 % и достигла 1,4 тыс. т на скважину, в основном за счет геолого-технических мероприятий по переходу и приобщению других пластов, а также мероприятий по выводу скважин из бездействия.

Рост среднего дебита действующего добывающего фонда составил 3,2 % к 2019 году и достиг 7,9 т/сут на скважину, что обусловлено также ростом компенсации отборов закачкой на 3–4 % к предыдущему году.

РН-Пурнефтегаз
> 6 млн т н. э. –
добыча в 2020 году